Stromspeicher erste Handlungsoptionen für Energieversorgungsunternehmen

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1 34 R E G U L I E R U N G & N E T Z E Stromspeicher erste Handlungsoptionen für Energieversorgungsunternehmen Ein weiterer Anstieg der volatilen Stromerzeugung wird die heutige Energieversorgung nachhaltig verändern. Der Bedarf an Transportkapazitäten und schnell abrufbarer Regelleistung aus flexiblen Kraftwerkskapazitäten steigt. Netzbetreiber stehen beim Ausbau der Netze vor großen Investitionen und der Frage nach der Auswahl der optimalen Technologie. Dabei rückt auch zunehmend der Stromspeicher in das Blickfeld. Eine stetige Weiterentwicklung der Speichertechnologie bietet bereits jetzt für Energieversorger erste Ansatzpunkte auch außerhalb von kostenintensiven Großprojekten zur Speicherung von Strom. VON RON KEßELER, DR. ULRICH DAAMEN UND KAI BRÜGGENDICK Stromspeicher als Lösungsbaustein für die Integration erneuerbarer Energie Derzeit machen in Deutschland erneuerbare Energien einen Anteil von 16 Prozent an der Bruttostromerzeugung aus. So stehen beispielsweise aus Windkraftwerken bereits 26 GW (Stand 2009) installierter Leistung zur Verfügung und decken daher bereits einen erheblichen Teil des Spitzenbedarfs im deutschen Netz. Bis zum Jahr 2025 wird ein Anteil der erneuerbaren Energien von 43,7 Prozent an der Bruttostromerzeugung erwartet (vgl. Abb. 1). Windkrafterzeugungsanlagen nehmen hier eine dominierende Stellung ein. Zum jetzigen Zeitpunkt lassen sich Überkapazitäten aus fluktuierender Einspeisung häufig noch über das weit verzweigte Geflecht der Stromnetze ausgleichen. Dies ist bei dem geplanten zusätzlichen Ausbau an dargebotsabhängigen Kraftwerksleistungen allerdings nicht mehr im vollen Umfang möglich. Im Jahr 2009 ergaben sich in Deutschland bei der Windkraftleistung Schwankungsbreiten von bis zu MW Der Anteil volatiler Stromerzeugung steigt und damit auch der Handlungsdruck bei Abb. 1 Bruttostromerzeugung nach Energieträgern im Vergleich der Jahre 2010 und 2025 (Quelle: BMU) Bruttostromerzeugung [TWh/a] Bruttostromerzeugung: 625 TWh 0,1 % 1,1 % 3,5 % 5,1 % 7,7 % (48,1 TWh) 82,5 % % den Energieversorgern. Netzbetreiber stehen beim Ausbau der Netze vor der Investitionsentscheidung Kupfer oder Intelligenz. Der Verbrauch orientiert sich zunehmend an der Erzeugung und bezieht den Endverbraucher beim Demand Side Management mit ein. Aus der Sicht einer CO 2 -armen, bezahlbaren und vor allem sicheren Energieversorgung gilt es, in naher Zukunft ein Optimum aus verschiedenen Ansatzpunkten zu finden, um die anstehenden Herausforderungen zu bewältigen. In diesem Entwicklungsprozess richtet sich die Aufmerksamkeit auch zunehmend auf die Einsatzmöglichkeit von Stromspeichern. Der technische Fortschritt schreitet weiter voran. Dabei werden auch Technologien abseits von Großspeichern wie den Bruttostromerzeugung: 537 TWh 0,8% 4,3 % 4,6 % 9,9 % 24,2 % (129,9 TWh) 56,2 % Pumpspeicherkraftwerken in einen Bereich gerückt, in dem ein wirtschaftlicher Betrieb möglich ist. Im Folgenden sollen ein Überblick über den Stand der Speichertechnologie und erste Anwendungsfelder für Energieversorger dargestellt werden. Erzeugung aus fossilen Brennstoffen und Kernkraft Biomasse Fotovoltaik Windkraft Wasserkraft Geothermie Für einen potenziellen Einsatz von Stromspeichern ergeben sich je nach Anwendungszweck vielfältige Anforderungen an die Speicher und deren technische und betriebswirtschaftliche Parameter. Um Speichereigenschaften sinnvoll voneinander abzugrenzen, müssen etwa folgende Parameter abgestimmt sein: Energiedichte, Leistungsdichte, Lebensdauer, Ladedauer, Ansprechzeit, Wirkungsgrad, Wartungsaufwand, Sicherheit.

2 R E G U L I E R U N G & N E T Z E 35 Abb. 2 Speicherkapazitäten, Regelleistungsbedarf [GW] Abb Geschätzter Bedarf an Kapazitäten für Regelenergie (Quelle: c e-darstellung, in Teilen angelehnt an Daten von BCG 2010) ~16 7 Demand Side Management Zeit Regelleistungsbedarf vor Demand Side Management und Netzstrukturausbau in GW Regelleistungsbedarf nach Demand Side Management und Netzstrukturausbau in GW Stromspeicherkapazitäten in GW Derzeit stehen in Deutschland lediglich sieben GW an Speicherkapazitäten zur Verfügung, größtenteils in Form von Pumpspeichern. Jedoch wird bis zum Jahr 2025 eine Ausgleichsleistung von mindestens 28 GW notwendig sein, um die Netzstabilitäten gewährleisten zu können. Die deutsche Wirtschaft ist allerdings hinsichtlich der Investitionen in neue Speicher noch sehr zurückhaltend, da eine Wirtschaftlichkeit zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht gegeben ist. Dennoch wird zunehmender Netzstrukturausbau Flexible Kraftwerkskapazitäten zur Bereitstellung von Regelleistung Klassifizierung von Speichertechnologien (Quelle: c e-darstellung auf Basis üblicher Klassifizierung) elektrisch Supraleitende Spulen Kondensatoren (diverse Technologien) mechanisch kommenden Generation adiabater Druck- Pumpspeicherkraftwerke Schwungrad Druckluftspeicher Stromspeicherkapazitäten Bedarf gesehen, was sich etwa durch die wirtschaftliche Förderung der Technologie äußert. So hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) das Förderprogramm Stromspeicher ins Leben gerufen, um die Forschung und Entwicklung zeitnah voranzutreiben. Die übereinstimmende Meinung in Forschung und Wirtschaft sieht einen zunehmend steigenden Bedarf an Regelleistung, aus dem für Stromspeicher ein maßgebliches Potenzial resultiert (vgl. Abb. 2). ~ 28 elektrochemisch Akkumulatoren mit internem Speicher PB, NiCd, Li-Ion,... Akkumulatoren mit externem Speicher Elektrolyseur & Brennstoffzelle Aktivmassen (z. B. Vanadium-Redox- Systeme...? Auch international wird in die Entwicklung von neuen Speichersystemen investiert. Im Bereich der Großspeicher setzen beispielsweise die USA vor allem auf Forschungsaktivitäten zu Batterien, Schwungrädern, Kondensatoren und supraleitenden magnetischen Energiespeichern. Die verfolgten Technologien sind dabei so vielfältig wie ihre Anwendungsmöglichkeiten. Konkurrierende Speichertechniken in der Entwicklung Die Speicherung elektrischer Energie kann in drei Kategorien differenziert werden (vgl. Abb. 3). Voneinander abzugrenzen ist die Speicherung in elektrischen Feldern, in Form von mechanischer Energie oder in chemischer Bindungsenergie. Zur ersten Kategorie zählen supraleitende Spulen und Kondensatoren, bei denen die Energie in einem elektrodynamischen bzw. elektrostatischen Feld gespeichert wird. Beide Technologien, die dem Bereich der Hochleistungsspeicher (Abgabe von Energie in kurzer Zeit bei hoher Leistung) zuzuordnen sind, befinden sich derzeit noch in einer vergleichsweise frühen Entwicklungsphase. Der zweiten Kategorie sind neben Schwungrädern (Hochleistungsspeicher) etwa Pumpspeicherkraftwerke und Druckluftspeicher zuzuordnen, welche als Hochenergiespeicher fungieren (Energieabgabe bei geringerer Leistung über lange Zeiträume). Pumpspeicherkraftwerke sind technologisch ausgereift und die derzeit wichtigsten Energiespeicher im Netz. Mit Wirkungsgraden von bis zu 85 Prozent, einer hohen Lebensdauer und schnellen Ansprechzeiten setzen sie den Standard für Folgetechnologien. Mit diesen Parametern eignen sich Pumpspeicherkraftwerke vor allem zur Bereitstellung von Spitzenlast und für die Netzregelung (Sekundärregelung und Minutenreserve). Ihre große Schwäche liegt in den geografischen Anforderungen, die einem weiteren Ausbau der Technologie in Deutschland entgegenstehen. Insbesondere Druckluftspeicher können hier als Alternativtechnologie angesehen werden. Bei der

3 36 R E G U L I E R U N G & N E T Z E luftspeicher sind Wirkungsgrade bis zu 70 Prozent möglich. Ihre Einsatzmöglichkeiten sind direkt vergleichbar mit denen der Pumpspeicherkraftwerke. Aktuell wird die Technologie durch die Errichtung von Testanlagen weltweit weiterentwickelt. Für Deutschland sei auf ein Projekt der RWE Power AG verwiesen, in dessen Rahmen bis 2016 eine nicht kommerzielle Testanlage errichtet werden soll. Ebenfalls zu den mechanischen Speichertechnologien zählen sogenannte Schwungräder. Zur Speicherung von Strom wird hier ein Rotor auf eine sehr hohe Drehzahl beschleunigt und somit die Rotationsenergie gespeichert. Diese zu den Hochleistungsspeichern zuzuordnende Technologie eignet sich besonders für häufige Lade- und Entladezyklen. Dabei beträgt der Wirkungsgrad bei modernen Anlagen 90 bis 95 Prozent. Wird der Rotor jedoch nicht weiter beschleunigt, sinkt die Rotationsenergie aufgrund von Reibungsverlusten, was in Folge zu einer vollständigen Selbstentladung des Speichers führen kann. Den dritten Bereich der Stromspeicherung bilden elektromechanische Speichersysteme. Dabei kann zwischen internen und externen Speichern differenziert werden. Zu den internen Speichern zählen vor allem die klassischen Akkumulatoren Blei-Säure, Natrium-Schwefel, Nickel-Cadmium oder Lithium-Ionen. Bei externen Speichern ist neben der Brennstoffzelle die Redox-Flow- Technologie zu nennen. Die Eigenschaften und Anwendungsfelder elektromechanischer Speichersysteme sind zahlreich und unterscheiden sich zum Teil sehr deutlich voneinander. Nachfolgend wird deshalb lediglich auf Besonderheiten einzelner Technologien hingewiesen. Bleibatteriespeicher, die derzeit ausgereifteste Technologie, weisen einen Wirkungsgrad von 80 bis 90 Prozent auf und sind nahezu vollständig recyclingfähig. Lithium-Ionen-Batterien zeichnen sich durch eine sehr hohe Energiedichte aus, was ihre Anwendung insbesondere im mobilen Bereich attraktiv macht. Ihr Wirkungsgrad liegt derzeit bei rund 90 bis 95 Prozent und ihnen wird ein hohes wirtschaftliches Potenzial zugesprochen. Bei der Redox-Flow-Technologie lässt sich ein Gesamtwirkungsgrad von circa 80 Prozent erreichen, die Selbstentladung ist minimal und der Bau einer solchen Anlage ist sehr einfach. Dies prädestiniert sie besonders für den Großeinsatz. Kosten: Speichertechnologien zukünftig günstiger Fast allen Speichertypen ist gemein, dass sie in den nächsten fünf bis zehn Jahren über ein beträchtliches Kostensenkungspotenzial verfügen. Dies wird den Einsatz von Stromspeichern zunehmend attraktiver machen. Abbildung 4 zeigt den Vollkostenvergleich von Speichertechnologien nach Einsatzart und in Zukunft. Während bestehende Großspeichertechnik (Pumpspeicher) je nach Zyklus bereits ein Kostenniveau von zwei bis fünf Cent/ kwh erreicht, liegen die Vollkosten für die Batterietechnik nach heutigem Stand noch bei mindestens 15 Cent/kWh. Über die nächsten fünf bis zehn Jahre wird eine Absenkung des Kostenniveaus klassischer Akkumulatoren auf ein Niveau von sieben bis zehn Cent/kWh prognostiziert. Es ist damit Abb. 4 Vollkostenvergleich von Speichertechnologien nach Einsatzart (Quelle: Dena 2010) Wasserstoff Druckluft (adiabatisch) Pumpspeicher Zink-Brom Redox-Flow(Vanadium) NaNiCl (Hochtemp.) NaS (Hochtemp.) Lithium-Ionen NiCd Blei-Batterie > 10 Jahre abhängig vom Standort > 10 Jahre Kosten in -Cent pro kwh dezentral: 2 Zyklen pro Tag 5-10 Jahre zu rechnen, dass stationäre Speichertechnologien von den stark forcierten Forschungsaktivitäten im Bereich der Traktionsbatterie für den mobilen Einsatz profitieren werden. Speicherwert abhängig vom Einsatzzweck und den Opportunitätskosten der etablierten Technologien Es ist ersichtlich, dass innerhalb der nächsten Dekade mit einer zum Teil deutlichen Reduktion der Kosten bei den verschiedenen Speichertechnologien gerechnet werden kann. Doch trotz dieses Trends stellt sich die Frage, wo zukünftig konkrete Anwendungsgebiete der verschiedenen Speichertechnologien liegen werden. Wo besteht bereits in naher Zukunft der Bedarf an Energiespeichern für die Elektrizitätsversorgung und wie wird sich dieser Bedarf in Zukunft verändern? Betrachtet man Stromspeicher als potenzielles Substitut für eta- blierte Systeme in der Energieversorgung, so wird der Stromspeicher dort Einsatz finden, wo er die technische und wirtschaftliche Effizienz weiter steigern kann. Die Wirtschaftlichkeit ist somit vom zu erwartenden Kosten in -Cent pro kwh Zentraler Lastausgleich: Tageszyklus 5-10 Jahre abhängig vom Standort

4 R E G U L I E R U N G & N E T Z E 37 Wert der Speicherleistung und damit dem zu erwartenden Erlös abhängig. Entlang der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette ergeben sich unterschiedliche Einsatz- Abb. 5 Anwendungsszenarien für den Energiespeicher Szenarien Speichereinsatzort Einsatzzweck Profiteur Speicherwert möglichkeiten, für die der Stromspeicher potenziell geeignet ist (Abb. 5). 1. Regelenergie Zentral Netzstabilität Übertragungsnetzbetreiber Vorhalteleistung 1. Bereitstellung von Regelenergie Um einen sicheren Netzbetrieb zu gewährleisten, sind die Übertragungsnetzbetreiber für die Spannungs- und Frequenzhaltung im Übertragungsnetz verantwortlich und müssen Abweichungen zwischen Stromerzeugung und -abnahme durch die Aktivierung von Regelenergie ausgleichen. Die Beschaffung erfolgt als Ausschreibungswettbewerb am deutschen Regelleistungsmarkt. Je nach zeitlicher Aktivierung wird in Primärregelleistung-, Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung unterteilt. Entscheidend für den Einsatz von Speichern ist jedoch die Mindestlosgröße um ein Angebot platzieren zu können und je nach Regelleistungsart die Ansprechzeit und kurzfristige Ausspeicherleistung. Der maximal zu erwirtschaftende Erlös ergibt sich im Bereich der Regelenergiebereitstellung aus dem Vorhalten und Abruf der unterschiedlichen Regelleistungsarten. Das Angebot von Primärregelleistung ist dabei technisch anspruchsvoller, verspricht allerdings auch höhere Erlöse, wohingegen das erlösschwächere Angebot von Minutenreserve für den Speicherbetrieb vermutlich eher die Rolle eines Zusatzgeschäftes einnehmen wird. 2. Spotmarkthandel Perspektivisch ist auch der Einsatz von Stromspeichern für den Energiehandel denkbar. Neben nachfragebedingten Preisschwankungen nimmt auch der Einfluss von volatiler Erzeugung zu und führte bereits in der Vergangenheit zu dramatischen Preisschwankungen am Spotmarkt bis hin zu negativen Preisen. Die wesentlichen Determinanten für die zukünftige Wirtschaftlichkeit eines solchen Szenarios sind die Speicherkosten und Speicherparameter (Ein- und Ausspeicherleistung, Selbstentladung etc.) und deren Deckungsgleichheit zu den Marktpreisentwicklungen beziehungsweise Preisspreads. Der Schlüssel zum Erfolg liegt letztlich in einer Spotmarkthandel Lastausgleich im Netz Dezentral optimierten Betriebsführung des Speichers mit entsprechenden Steuerungsalgorithmen, in die unter anderen entsprechende Marktpreissignale einfließen. 3. Lastausgleich im Netz Gerade in Verteilnetzen mit einem hohen Anteil an dezentralen Einspeisern ist der Ausbau von Netzkapazitäten langfristig unausweichlich. Zukünftig könnte also auch der Stromspeicher mit direkter Ankopplung an die Ortsnetzstation für den Verteilnetzbetreiber eine Alternative darstellen, wenn dieser den kostenintensiveren Netzausbau verschieben kann. In diesem Fall stehen die Kosten des Speichereinsatzes in direktem Vergleich zu den Kosten des Netzausbaus. 4. Spitzenlastreduktion Große Gewerbe- und Industriekunden haben aufgrund ihrer Verbrauchscharakteristik mit starken Leistungsspitzen in der Regel eine Leistungspreisregelung in ihrem Strombezugsvertrag enthalten. Dieser kann einen signifikanten Anteil der Gesamtkosten ausmachen und ist somit aus Sicht des Abnehmers ein wesentlicher Stellhebel zur Kostenreduktion. Eine gute Prognostizierbarkeit der auftretenden Leistungsspitzen ermöglicht erst eine optimale Dimensionierung und damit auch einen wirtschaftlichen Speicherbetrieb. Erlös aus Preisdifferenzen Sicherung von Netzkapazitäten Verteilnetzbetreiber Bezugskostenoptimierung Erhöhung des Eigennutzungsgrads Händler Spitzenlastreduktion DEA-Einspeisemanagement Industrie- und Gewerbekunde Kunde mit EEG- Erzeugungsanlage/Netzbetreiber Arbitrage Verzögerter Netzausbau Reduzierte Leistungspreiskomponente Mehrerlös durch rentable Eigennutzung 5. Einspeisemanagement von dezentralen Energieerzeugungsanlagen Kleine dezentrale Energiespeicher mit angeschlossenen Verbrauchern ermöglichen einen hohen Ausnutzungsgrad von in EEG/ KWK-Anlagen erzeugtem Strom. Hier profitiert neben den Anlagenbetreibern aber auch der Verteilnetzbetreiber, da die Netzbelastung durch die dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen weiter reduziert werden kann. Aus Sicht der EVU sind Stromspeicher per se im Netzbereich und als Unterstützung des Einspeisemanagements bei Privat- oder Geschäftskunden interessant, da diese Optionen eine sinnvolle Ergänzung zum Kerngeschäft bieten können. Marktchancen für Energieversorgungsunternehmen Bei der Frage nach der Ausgestaltung eines ersten rentablen Geschäftsmodells in Verbindung mit Energiespeichern bietet derzeit die Nutzung von Gestaltungsspielräumen im gesetzlich definierten Förderungsrahmen erste Ansatzpunkte. Zu nennen sind hier die unterschiedlich geförderten Erzeugungsformen, insbesondere die Einspeiseregelungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder die Förderung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen nach dem KWK-Gesetz.

5 38 R E G U L I E R U N G & N E T Z E Je nachdem, ob eine erzeugte Stromeinheit eingespeist, im Objekt verbraucht oder womöglich an Dritte geliefert wird, können sich signifikant unterschiedliche Erlös- oder Vergütungsansprüche für den Betreiber einer dezentralen Erzeugungsanlage ergeben. Zudem können bei bestimmten Anlagen durch den Einsatz von Speichern definierte Fördergrenzen erreicht oder eingehalten werden, durch die Wirtschaftlichkeitseffekte erzielt werden. Abb. 6 Ausgestaltungsvarianten zur EEG-Einspeisevergütung Stromersparnis (Endkundenpreis) 20 ct./kwh Einspeisevergütung 32,88 ct./kwh +32,88 ct./kwh +40,88 ct./kwh EEG-Vergütung 20,88 ct./kwh 32,88 ct./kwh 40,88 ct./kwh Differenz 8,00 ct./kwh Ziel aller nachfolgend genannten Anwendungsbeispiele sollte darin liegen, Wirtschaftlichkeit zu erreichen. Bei dieser Abschätzung wird ein zukünftiges Kostenniveau von sieben bis zehn Cent/kWh für dezentrale Batterietechnik zugrunde gelegt. Anwendungsbeispiel 1: Batteriespeicher in Kombination mit Fotovoltaikanlagen Die Neuregelung der EEG-Einspeisevergütung, die vollständig zum 1. Oktober 2010 in Kraft tritt, sieht vor, dass der Eigenverbrauch von Solarstrom mit einem Bonus von acht Cent je Kilowattstunde gegenüber dem eingespeisten Strom belohnt wird. Abb. 7 Einspeisung Eigenverbrauch Einspeisung Eigenverbrauch Ausgestaltungsvarianten zur KWK-Einspeisevergütung Üblicher Preis 4,10 ct./kwh Stromersparnis (Endkundenpreis) 20 ct./kwh EEG/KWK-Umlage 2,047 ct./ kwh KWK-Zuschlag 5,11ct./kWh +10,11 ct./ kwh 10,11 ct./ kwh +24,06 ct./ kwh vnne 1,0 ct./kwh KWK-Zuschlag 5,11ct./kWh Differenz 13,95 ct./kwh vnne 1,0 ct./kwh 26,11 ct./kwh Für Privathaushalte mit eigener Fotovoltaik-Erzeugung bis 30 kw bringt jede selbst verbrauchte Kilowattstunde neben einer Stromersparnis von rund 20 Cent für den Stromzukauf zusätzlich 20,88 Cent EEG- Vergütung also in Summe 40,88 Cent. Demgegenüber stehen 32,88 Cent für den eingespeisten Anteil, was einer preislichen Differenz von acht Cent entspricht. Somit wird es finanziell deutlich attraktiver, den Anteil, der selbst verbraucht wird, zu steigern. Hierbei können Batteriespeicher zum Einsatz kommen (vgl. Abb. 6). Der Kostenvorteil lässt sich jedoch nur erzielen, wenn ein möglichst hoher Eigennutzungsgrad realisiert werden kann und zudem die Mehrkosten für den Speichereinsatz gedeckt werden können. Erste Unternehmen wie der Fotovoltaik- Hersteller Solarworld und der Hamburger Solarsystemanbieter Conergy haben diesen Sachverhalt bereits aufgegriffen und arbeiten an Geschäftsmodellen, die neben den Fotovoltaik-Komponenten auch den Einsatz von Batteriespeichern beinhalten. Anwendungsbeispiel 2: Batteriespeicher in Kombination mit KWK-Anlagen Ein vergleichbarer Sachverhalt ergibt sich auch für KWK-Anlagen. Erst mit der Neufassung des KWK-Gesetzes vom 1. Januar 2009 wird der KWK-Zuschlag, der bei KWK- Anlagen bis 50 kw bei bis zu 5,11 Cent/ kwh liegt, auch bei Eigenbedarf gezahlt. Das heißt, neben der Stromersparnis von rund 20 Cent entsteht ein Anspruch auf 5,11 Cent KWK-Zuschlag. Unter Berücksichtigung des Anspruchs auf vermiedene Netznutzungsentgelte (vnne ca. +1 Cent/ kwh) und KWK/EEG-Umlageverpflichtung (-2,047 Cent/kWh), ergeben sich für je selbst verbrauchte kwh also circa 24,06 Cent/kWh (vgl. Abb. 7). Demgegenüber wird für eingespeiste Mengen ein üblicher Preis zuzüglich vnne und KWK-Zuschlag gezahlt in Summe im 1. Quartal 2010 nur 10,11 Cent/kWh. In diesem Fall legt die Differenz von knapp 13 Cent/kWh den Einsatz von Batteriespeichern noch deutlicher nahe. Neben dem möglichen Einsatz von Batterien in Zusammenhang mit dezentraler Erzeugung und gesetzlicher Förderung, wie in Beispielen 1 und 2 dargelegt, werden sich weitere Anwendungsfälle in Zusammenhängen ergeben, in denen in Zukunft ohnehin Speicher zum Einsatz kommen werden. Bei diesen Speichern ergeben sich neben ihrem originären Einsatzzweck perspektivisch Zweitverwertungsmöglichkeiten. Anwendungsbeispiel 3: Nutzung von Batteriespeichern in Elektrofahrzeugen Eine zunehmende Anzahl von Fahrzeugen wird in Zukunft über Elektromotoren verfügen und hierbei Batteriespeicher einsetzen. Aus Sicht der Energieversorger können

6 R E G U L I E R U N G & N E T Z E 39 diese Speicherkapazitäten gebündelt werden und in einem entsprechenden Portfolio auch einer Zweitverwertung als Energiespeicher im Netz dienen. Sicherlich stehen die technologische Entwicklung und die Preise der zugehörigen Wechselrichtertechnologie kurzfristigen Geschäftserfolgen derzeit noch entgegen. Dennoch fallen die Kosten für den Speicher in diesem Beispiel für die Investitionsentscheidung weniger ins Gewicht, da dieser kostenseitig bereits der Elektromobilität zugeordnet wurde und durch diese Anwendung voll- oder auch teilfinanziert wird. Fazit: Stromspeicher frühzeitiges Handeln lohnt sich Der Mehrbedarf an Stromspeichern ist logische Folge des Ausbaus regenerativer, volatiler Erzeugung. Dabei werden Stromspeicher durch zunehmende Forschungsintensität und Marktreife immer kostengünstiger und eröffnen Ansatzpunkte für zukünftige Geschäftsmodelle. Die oben ausgeführten Beispiele verdeutlichen nur einen Bruchteil möglicher Anwendungsfälle und damit potenziell attraktiver Geschäftsmodelle, die auch für Energieunternehmen in Zukunft relevant sein können. Es wird außerdem deutlich, dass auch für Energieversorgungsunternehmen (EVU) frühzeitiges Handeln zu empfehlen ist, um an den neuen, sich entwickelnden Geschäftsmodellen zu partizipieren. Ein Verweis darauf, dass sich die technologischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen in den kommenden Jahren erst noch entwickeln müssen bis sich ein tragfähiges Geschäftsmodell ergibt, kann hier schnell dazu führen, Vorteile an Wettbewerber zu verlieren. Sicherlich bestehen bei der Bearbeitung innovativer Themen grundsätzlich Risiken. Letztlich kann aber auch nur derjenige erfolgreich einen neuen Markt erschließen, der zu einem frühen Zeitpunkt Chancen erkennt und dabei bewusst Risiken in Kauf nimmt. Die Vorstöße neuer Akteure beispielhaft mit den Ankündigungen von Solarworld und Conergy belegt zeigen eindrucksvoll, dass die Energiewirtschaft sich bei nahezu allen Innovationsthemen in Zukunft auch in einem regen Wettbewerb befindet und Gefahr läuft, bei fehlender eigener Innovationskraft nennenswert Geschäft zu verlieren. Die smarte Welt von morgen mit Begrifflichkeiten wie Smart Energy, Smart Grid und Smart Metering ist längst keine alleinige Welt der EVU mehr. Die wirtschaftliche Anwendung von Stromspeichern kann dabei mehr und mehr zu einem Schlüsselelement werden und lohnt sich bereits für eine intensive Prüfung in jedem Unternehmen. Energieversorger sollten jetzt handeln, um sich rechtzeitig innerhalb des Themenkomplexes Stromspeicher zu positionieren. zur Person Ron Keßeler Jahrgang 1975 Studium des Ingenieurwesens an der RWTH Aachen Seniorberater bei Kienbaum Management Consultants Associate bei booz & company GmbH (Energy Practise) seit Oktober 2008 Projektleiter bei der con energy unternehmensberatung gmbh & co. kg Dr. Ulrich Daamen Jahrgang 1977 Studium der Wirtschaftswissenschaften an der Universität Witten Herdecke; Promotion zum Dr. rer. pol. an der Universität Witten Herdecke bis 2009 Berater bei der Unternehmensberatung Droege & Comp. seit 2009 Berater bei der con energy unternehmensberatung gmbh & co. kg Kai Brüggendick Jahrgang 1982 Studium des Wirtschaftsingenieurwesens an der Universität Duisburg-Essen seit 2008 Berater bei der con energy unternehmensberatung gmbh & co. kg Des Weiteren hat Herr Jan Rüsel (Werkstudent in unserem Hause) durch diverse Recherchetätigkeiten sowie die grafische Umsetzung von Inhalten zum Gelingen des Artikels beigetragen. Anzeige Besuchen Sie unser Download Center für kostenfreie Whitepaper, Artikel und vieles mehr! Dezember 2010 I Berlin Was bringt die EnWG-Novelle 2011? Strategische Optionen Unbundling und Netzentgelte Marktkommunikation und Abrechnung

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